UE prohíbe el gas ruso desde 2026: reservas al 44% y mercado en alerta por compras de emergencia

El 26 de enero de 2026, el Consejo de la Unión Europea formalizó la prohibición definitiva de las importaciones de gas ruso. La medida establece un calendario claro: el gas natural licuado (GNL) ruso queda vetado desde finales de 2026, mientras que las importaciones por gasoducto cesarán el 30 de septiembre de 2027. Hungría y Eslovaquia votaron en contra, y Budapest ha anunciado que llevará el caso al Tribunal de Justicia Europeo.

Pero más allá del calendario legal, el contexto energético actual revela una vulnerabilidad estructural preocupante: las reservas de gas en Europa se sitúan en torno al 44% a comienzos de febrero, el nivel más bajo desde 2022, según datos de Gas Infrastructure Europe. Este escenario combina un marco regulatorio irreversible con una realidad operativa tensa que obliga a las empresas europeas a replantear sus estrategias de abastecimiento energético.

Prohibición gradual pero irreversible

El Reglamento aprobado no es un paquete de sanciones temporal, sino un cambio legislativo permanente. Según explicó el Consejo de la UE, incluso si concluye el conflicto en Ucrania y se levantan las sanciones, el bloque no volverá a comprar gas ruso. El objetivo es evitar repetir la dependencia energética que permitió a Moscú instrumentalizar el suministro como arma geopolítica.

El calendario de prohibición se estructura en tres fases:

• Contratos nuevos: prohibidos desde el 1 de enero de 2026

• Contratos a corto plazo: prohibidos a partir del 17 de junio de 2026 (GNL) y del 25 de abril para gas por gasoducto

• Contratos a largo plazo: prohibidos desde el 1 de enero de 2027 (GNL) y el 30 de septiembre de 2027 (gasoducto)

El plazo puede extenderse hasta el 1 de noviembre de 2027 si algún país enfrenta dificultades para abastecer sus reservas con alternativas no rusas antes del invierno.

Estados miembros deben presentar planes de diversificación

A más tardar el 1 de marzo de 2026, todos los Estados miembros deben elaborar planes nacionales de diversificación del suministro de gas, según establece el Reglamento. Las empresas energéticas están obligadas a notificar a las autoridades nacionales y a la Comisión Europea todo contrato de gas ruso aún vigente.

Los países que sigan importando petróleo ruso también deberán presentar estrategias para diversificar ese suministro. El incumplimiento conllevará sanciones severas: multas de al menos 2,5 millones de euros para personas físicas y de 40 millones de euros o el 3,5% del volumen de negocios anual global para empresas.

Reservas en niveles críticos: 44% en pleno invierno

Mientras la prohibición se formaliza, el sistema energético europeo enfrenta una situación delicada. A finales de enero de 2026, las reservas de gas de la UE se situaban en torno al 44% de su capacidad total, según reportó el medio especializado Redimin. Este nivel es el más bajo desde 2022 y contrasta con el 70% registrado en enero de 2025, según datos del Consejo de la UE.

El descenso se debe a un invierno más exigente de lo previsto y a una demanda sostenida. Analistas de Oxford Economics advierten que si las condiciones climáticas siguen siendo adversas en febrero, las reservas podrían caer hasta el 15-20% a finales de marzo, frente a una previsión base del 38%.

Este escenario genera dos riesgos inmediatos para empresas con operaciones en Europa:

1. Aumento de precios en el mercado spot: Con reservas bajas, Europa necesitará comprar grandes volúmenes de GNL en primavera y verano para rellenar almacenamientos antes del próximo invierno. Esto presionará al alza los precios en un mercado ya tensionado.

2. Mayor competencia por GNL: Con China reduciendo compras en el mercado al contado y Estados Unidos consolidándose como proveedor dominante (60% del GNL importado por la UE en enero de 2026, según Redimin), la capacidad de negociación europea se debilita.

Estados Unidos: nuevo proveedor dominante

La salida del gas ruso ha reconfigurado el mapa energético europeo. En enero de 2026, Estados Unidos aportó el 60% del GNL importado por la Unión Europea, consolidándose como el proveedor clave. Según datos de Eurostat citados por medios europeos, la cuota de Rusia en las importaciones de gas de la UE se desplomó del 45% en 2021 a menos del 20% en 2025, sustituida por flujos de EEUU, Noruega y Argelia.

Este giro tiene implicaciones comerciales y geopolíticas. Bruselas estudia agrupar la demanda de empresas europeas para negociar compras conjuntas de GNL estadounidense a través del mecanismo AggregateEU, con el objetivo de asegurar volúmenes suficientes y cumplir el compromiso de adquirir hasta 250.000 millones de dólares anuales en energía estadounidense durante los próximos tres años.

Sin embargo, esta nueva dependencia plantea riesgos. Las empresas europeas quedan expuestas a decisiones comerciales externas, shocks de precio y a la volatilidad del mercado estadounidense, que prioriza sus propios intereses energéticos.

Estructura de precios anómala: el mercado premia el corto plazo

Desde mediados de enero, los futuros TTF del verano de 2026 cotizan con prima frente a los del invierno 2026/27, una situación poco habitual en esta época del año. Esta anomalía refleja una estructura de precios en backwardation: el gas hoy es más caro que el gas a futuro.

El analista de Citi interpreta esta situación como una reacción excesiva del mercado y anticipa que los diferenciales verano-invierno deberían normalizarse cuando se disipe el temor a un agotamiento generalizado de las reservas. Pero mientras persista esta estructura, almacenar deja de ser negocio: nadie quiere comprar caro en invierno para vender más barato en primavera.

Este incentivo perverso afecta directamente a empresas con consumo intensivo de gas: el mercado no premia el aprovisionamiento estratégico, sino el consumo inmediato.

Lecciones operativas para empresas con exposición energética en Europa

Esta crisis expone la fragilidad de una transición energética gestionada bajo presión geopolítica. Para empresas con operaciones en Europa, especialmente aquellas de sectores intensivos en energía (químico, siderúrgico, alimentario, manufactura), las lecciones son claras:

• Monitorización en tiempo real de precios y reservas: Un sistema de alertas que detecte movimientos bruscos en el mercado TTF o caídas en las reservas europeas permite ajustar contratos y estrategias de aprovisionamiento antes de que los precios se disparen.

• Diversificación de proveedores y contratos: Depender exclusivamente de contratos spot expone a volatilidad extrema. Evaluar contratos a largo plazo con proveedores alternativos (Noruega, Argelia, Qatar) puede reducir riesgo.

• Revisión de dependencia energética: Sectores que pueden electrificar procesos o sustituir gas por otras fuentes (renovables, biogás) deberían acelerar esa transición para reducir exposición a mercados volátiles.

• Planes de contingencia para interrupciones: En caso de emergencia declarada, la Comisión puede suspender la prohibición de importación durante un máximo de cuatro semanas. Las empresas deben tener protocolos claros para reaccionar a interrupciones breves del suministro.

La prohibición del gas ruso es irreversible. Pero la capacidad de las empresas para anticipar disrupciones, ajustar estrategias de aprovisionamiento y gestionar exposición energética determinará quiénes atraviesan esta transición con estabilidad operativa y quiénes asumen costes millonarios por retrasos y volatilidad.